价格是价值的货币表现、是商品的交换价值在流通过程中所取得的转化形式、是一项以货币为表现形式，为商品、服务及资产所订立的价值数字。在商品交易之中，资源在需求和供给间重新分配的过程中，商品价格是重要的指数，在众多商品价格中，电价最具代表性，前段时间中共中央国务院先后颁发了进一步深化电力体制改革的若干意见和关于推进价格机制改革的若干意见。最近，中央经济工作会议提出“三去一降一补”等五项重点任务(去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板)，要求降低电力价格，推进电价市场化改革。结合湖南实际简要谈几点看法!

一、为什么要进行改革?输配分开几点思考!

国家电网公司某位领导曾公开表态，认为“应坚持现有输配一体化、调度和电网一体化的格局”。然而，按照2002年既定的“电改方案”，则要求电网企业逐步对配电业务实行内部财务独立核算，从而实现电网企业输配分开的重组。同时，对输配电价也进行独立核算，并最终形成上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的四类电价。是按电改方案继续推进，还是顺应相关电力企业的“意见”?电改又一次出现方向的摇摆。类似的“认识”冲突，在电改的推进中，并不鲜见。

现有厂能过剩和缺电交替出现的局面，是改革滞后、行业管理模式落后所造成;以湖南现有的三千亿装机和发电业已形成的竞争态势，如果行业管理科学，不会造成当前这样的电能过剩局面。1998年，四川二滩水电站首台机组投产，年发电量高达170亿千瓦时，按照设计，水电站主要为四川省提供电力需求，但是建成时，电力供需发生了急剧变化，先是重庆市作为直辖市单列，本来大部分本应送向重庆的电量，对方却只接纳了30%左右，而且受1997年东南亚金融危机的影响，四川电力整体需求出现了供大于求。二滩电站1998年到2000年三年间的弃损电量高达183亿千瓦时，水库蓄水无奈白白放掉。

厂网分开使中国电力工业组织结构发生了质的变化，但与新的工业组织结构相配套的行业管理模式一直没跟上，中国电力工业在政府的宏观调控和微观管理之间，在计划手段和市场手段之间，在对电力工业及其上下游之间的管理上，出现了制度的“肠梗阻”，阻碍了发展的协调和可持续性。

这种制度纠结首先表现在对电价管制上。多年来我国电价管制模式始终没有大的变化，上网电价和销售电价仍然都被严格管制。没有独立的输配电价，即使在区域电力市场试点时也是这样。

与价格管制相联系，当前电力行业管理的另一项强约束机制就是项目审批机制。此外，在中央牢牢把持着电价管制和项目审批的同时，地方政府快速把持了电量分配的审批权，这也使得高耗能优惠电价问题和电力交易地方壁垒问题再次突出且生命力更强。

如今，电价已俨然成为利率之后第二大经济杠杆，成为宏观调控、控制通胀、以及促进其他产业结构调整的重要政策工具，这是电价不可承受之重。国家对电价集中管控，在一段时间内可减少一些波动，但长远是在积累巨大的矛盾和风险。通过逐级放开用户，让这些价格随行就市，以大量局部的小变动代替小量全局的大变动，可避免对整个行业、整个经济造成大的影响。

同时，目前中国的电价都是混合形态，全部发电成本和输配电成本都混合在销售电价中，全部容量成本和电量成本都混合在上网电价中，从而使得销售电价和上网电价的调整负荷太重、难度太大。如果能将输配电价和发电容量电价独立出来，则电价的传导就要清晰顺畅许多。而这两个价格都是基于建设成本，可以做到长时间稳定。

不同的电价与不同的成本相对应，可以使得电价调整更为精准，更为有的放矢。标杆电价首要的出发点就是为某一时期的平均建造成本设置标杆，可现在这一电价更多地担当与建造成本无关的燃料成本联动的重任。由于建造成本、基础电量和燃料成本因素混合作用，使得上网电价调整标准混乱。如果标杆电价以容量电价形式规定，同时按照机组实际可用率来收取，则这三个因素可以自动脱钩。如果容量电价设置合理(对不同机组选取合适的投资回报系数)，水、火、核电同台竞价完全可以实行，同样，也全都可以参与和用户的直接交易。

输配电价的独立是推进用户直接交易的最关键环节，也是全部电力市场建设和市场化改革推进的牛鼻子。输配电价的出台并不以电网公司完成主辅分离为前提，相反，输配电价的出台，可以促进电网公司的主辅分离，特别是其中电网投资、运营(包括调度交易)业务和购售电业务这两项主营业务逐步相互独立，形成保障电网建设的现金流，促进电网的健康发展。

在市场经济条件下，电网购售电业务和调度交易职能不能兼容，而购售电相对独立可能比调度交易独立更符合我国现状，更具可执行性。独立后的购售电公司(初期可以作为电网公司的下属公司形式)在一段时期内仍然作为供需双向的单一买方，但只是容量的单一买方，电量买卖则一方面向用户逐级开放，另一方面，尽快建立交易平台。

当购售电公司作为电力容量的单一买方的时候，它向全部发电企业收购可用容量，支付全部容量电费，所以这一公司实际担当了其辖区电力平衡的责任。对发电项目进入时点的把握，就可更多地交给购售电公司。这样，能源主管部门项目审批的责任就可大大减轻。

在电量市场运行一段时间之后，越来越多的用户自行向发电企业，或在电量市场购买电量，也可以向包括购售电公司在内的售电公司购买电量，但容量都向作为单一买方的购售电公司购买。初期，发电方容量电价可以采用分类标杆形式，也可以通过项目招标产生。条件成熟时候，容量电价也可在容量市场上产生。这时候，标杆电价完全消失，购售电公司的单一买方角色淡出，演变成为“保留用户”提供购电代理和“最后售电服务”的售电公司。

在电力市场的终极模式下，供应侧不再以水、火、核电等为划分，消费侧不再以用途等为划分，而都是容量商品、电量商品和辅助服务商品的提供方和购买方，同种商品同质同价。

与其他经济领域的改革相同，我国电力改革一直以一种政策调整的方式进行。改革的初衷是为了解决投资不足的问题，采用了以利益分配方式的调整为驱动的改革路径。其后虽然开启了以市场化为方向的新的管制模式的努力，但进展缓慢，改革仍停留在利益分配调整的路径上：第一轮是中央向地方开放、国资向民资和外资开放，第二轮则反之再收拢到国资和央企。如果市场化改革不能继续推进，新的管制与竞争的制度安排不能相应跟上，中国的电力改革实际上只是在吸引投资的政策举措上走了一个轮回，电力发展所面临的问题又回到了改革的起点，电力工业将无法摆脱政策刺激下的脉冲式发展模式。如果思想抱残守缺，体制裹足不前，机制小打小闹，管理再歇斯底里也无济于事。电力工业不能永远停留在过渡模式。

二、湖南电价高的几点思考

当前，企业特别是工业企业普遍反映电价高是其负担重、成本高、竞争力弱的一个重要因素之一，就我省而言电价高主要反映在以下几个方面：

1.与全国水平比较，电价较高排位靠前。一是我省大工业目录电度电价排名较为靠前。从目录电价看，目前我省1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏目录电度电价分别列全国第7、7、9、12位;从执行结果看，2014年，省电网大工业实际销售到户均价0.732元/千瓦时，在全国排第10位。二是一般工商业电价排名中等偏高。从目录电价看，我省不满1千伏一般工商业及其他目录电价列全国第8位，1-10千伏、35千伏目录电价均列全国第9位;从执行结果看，2014年，国网湖南省电力公司一般工商业及其他实际销售到户均价在国网公司排第11位。

2.与中部地区比较，电价较高排位居中。在山西、安徽、湖北、湖南、江西、河南六省中大工业2015年实际到户均价，湖南排第3位，比河南、山西、湖北高，比江西、安徽低;一般工商业实际到户均价，湖南排第4位，比山西、河南高，比江西、安徽、湖北低。